祁连山冻土区木里煤田侏罗系烃源岩地球化学特征

程青松，龚建明，张 敏, 赵青芳，王伟超，程文洁，田瑞聪，陈志强

(1.长江大学 资源与环境学院，湖北 武汉 430100；2.青岛海洋地质研究所，山东 青岛 266071；3.青海煤炭地质一0五勘探队，青海 西宁 810007；4.广西第七地质队，广西 柳州 545100)

祁连山冻土区木里煤田侏罗系烃源岩地球化学特征

程青松1,2，龚建明2，张 敏1, 赵青芳2，王伟超3，程文洁4，田瑞聪2，陈志强2

(1.长江大学 资源与环境学院，湖北 武汉 430100；2.青岛海洋地质研究所，山东 青岛 266071；3.青海煤炭地质一0五勘探队，青海 西宁 810007；4.广西第七地质队，广西 柳州 545100)

为了查明祁连山冻土区木里煤田天然气水合物的气源，从QH-1、QH-2、QH-3井采集侏罗系样品44块，在常规的岩石热解和有机碳分析的基础上，进行GC-MS分析和显微组分镜下鉴定。样品TOC在1.4%～16.6%之间，Ro为0.71%～0.79%；泥岩TI大于40，煤小于0。正构烷烃呈前峰型分布，主峰碳为C17-C19，Pr/Ph普遍大于1.1；三环萜烷以C19TT-C20TT为主峰，C24Te对C26TT有绝对优势；甾烷系列C27-C28-C29甾烷呈反“L”形分布；藿烷系列C31升藿烷占优势，C34、C35升藿烷含量低且G/C30H低，大部分小于0.2。结果表明，该区侏罗系烃源岩基本处于成熟阶段，有机质为Ⅱ2型-Ⅲ型，主要来自陆相高等植物输入，为河湖沼泽相沉积。有机质丰度较高，属中等-好烃源岩。综合分析认为，研究区侏罗系烃源岩处于成熟度阶段但未到主生气期，不是研究区水合物主力气源岩。

烃源岩；成熟度；有机质丰度；有机质类型；生物标志化合物

0 引 言

天然气水合物的全球资源量是煤和石油总和的两倍，资源潜力巨大，是一种新的潜在能源，具有重大的战略意义。因此，世界各国尤其是发达国家和能源短缺国家非常重视天然气水合物的调查研究和勘探开发。我国陆域冻土区的天气水合物具有纬度低、海拔高、埋藏浅、成因复杂、含烃重、易开发等特点。我国自2002年开始设立了多个地质调查项目，对冻土区天然气水合物的成矿条件、异常标志和找矿前景开展调查研究。2008—2009年间中国地质调查局组织中国地质科学院矿产资源研究所、勘探技术研究所和青海煤炭地质一0五 勘探队等单位, 在祁连山木里地区实施“祁连山冻土区天然气水合物科学钻探工程”, 成功钻获天然气水合物实物样品, 取得了找矿工作的重大突破[1]。自祁连山冻土区发现天然气水合物以来，在祁连山冻土区开展了大量的工作，取得了很多成果[2-7]，但是对于天然气水合物的气源尚存在很大争议。前人的研究表明，同处青藏高原的乌丽地区天然气水合物气源主要是热解成因气和无机CO2气体[8]，祁连山冻土区的天然气水合物的气源主要为热解成因气及煤层气[9]。为了查明祁连山冻土区天然气水合物的气源，需要了解其烃源岩的地球化学特征。本文对采集自木里煤田水合物发现区三口相邻钻井(QH-1、QH-2、QH-3)的侏罗系烃源岩进行测试分析，研究其地球化学特征，为以后的气源对比提供基础资料。

图1 研究区构造纲要图及井位图(据文献[14-15]修改)Fig.1 Tectonic outline and well location in the study area (modified from references of [14-15])

1 区域地质背景

青藏高原东北部的祁连山冻土区分为北祁连、中祁连和南祁连3大构造单元[10]，平均海拔4 200 m。自震旦纪以来，祁连山先后经历了多期构造演化而形成了现今的构造格局[11](图1)。祁连山志留纪晚期加里东运动使古洋盆封闭并开始隆升剥蚀；石炭纪时处于浅海陆棚沉积环境；二叠纪时为陆棚浅海或陆表海海湾沉积；早三叠世至中三叠世为陆表浅海；中三叠世晚期早印支运动使该区相对隆升，至晚三叠世末抬升为陆；早侏罗世晚期，区域性引张作用在该区形成大通河断陷，形成一套侏罗纪山间河湖沼泽相含煤碎屑岩建造；晚侏罗世燕山运动使该区上升，气候向炎热干旱转变，沉积面积大范围萎缩；白垩纪和第三纪以红色细粒碎屑岩-黏土岩为主；第四纪广泛发育冰水-洪积相和冰川相沉积。区域上自下而上发育 4 套烃源岩: 石炭系暗色泥(灰)岩、下二叠统草地沟组暗色灰岩、上三叠统尕勒得寺组暗色泥岩、侏罗系木里组和江仓组暗色泥页岩，有机质处于成熟阶段，具有良好的生油气潜力[12-13]。

2 地层特征

本次钻探的 QH-1、QH-2和QH-3井紧邻2008年发现水合物的DK-2井，位于木里煤田聚乎更矿区三露天井田。地理坐标为: 东经99°09′54″～99°14′40″，北纬38°03′41″～38°06′15″。QH-1、QH-2和QH-3井深600 m左右，呈钝角三角形分布，从QH-1到QH-3地势依次降低，其中QH-1位于坡上，QH-2位于坡底并紧邻河流，QH-3位于平地(图1)。三口井主要钻遇侏罗系木里组和江仓组。木里组(J2m)岩性以泥岩、碳质泥岩和煤为主，厚130～250 m，平均170 m左右，下部含有2层分布广的巨厚可采煤层；江仓组(J2j)在下部含数层不可采和局部可采煤层，中部为巨厚的粉细砂岩，向上以浅湖相沥青质泥岩和油页岩为特征，厚270～550 m，平均 400 m左右[16]。

图2 野外岩心样品图(据卢振权[6])Fig.2 Photos of gas hydrate-bearing core samples (from LU Zhenquan[6])

图3 钻孔岩性柱状图Fig.3 Lithological columns of drilling holes

其中，QH-2井在140～152 m、200～205 m、260～264 m、295～326 m井段发现水合物；QH-3井的144～160 m和265～285 m为含水合物层段。研究区水合物主要出现在140～330 m的层段，纵向上分布不连续，横向上没有明显的对比关系。以薄层状、片状、团块状赋存于泥岩、油页岩、煤等层段中，与岩性关系不大，主要产于岩层的裂隙或孔隙中，明显受裂隙控制(图2)。根据神华青海能源开发有限责任公司提供的井下岩性资料，笔者编制的井下岩性地层柱状图(图3)清晰反映了研究区的地层、岩性及水合物产出情况。

3 样品与实验

为了研究钻探区侏罗系的烃源岩地球化学特征，对QH-1、QH-2和QH-3井600多米的岩心进行取样，共采集44个样品，其中，泥岩样品36个，煤岩3个，碳质泥岩5个(表1)。上述样品的岩石热解、有机碳测试、镜质体反射率检测、显微组分鉴定，可溶有机质抽提和色谱-质谱等实验在长江大学油气资源与勘查技术教育部重点实验室完成。QH-1、QH-2和QH-3井的44个侏罗系烃源岩样品的有机地球化学和有机岩石学的测试结果见表2和表3(因为3口井相距很近，所以测试数据依据深度排序)。

有机碳分析采用OGM-Ⅱ型仪器，用5%的稀盐酸去掉碳酸盐矿物, 然后在900 ℃高温有氧条件下将有机质灼烧成CO2, 测得有机碳含量。岩石热解用Rock-Eval仪, 载气为高纯N2。在300 ℃下恒温3 min,检测游离烃S1；然后以50 ℃/min的速度升温到500 ℃,恒温1 min,检测裂解烃S2。在完成常规地球化学分析之后选取11个样品进行GC-MS分析，其中QH-1井1个，QH-2井8个，QH-3井2个。具体数据见表4。

可溶有机质族组分分离：将样品粉碎至100目加铜片去硫索氏抽提72 h，正己烷沉淀沥青质，用氧化铝色层柱进行族组分分离，正己烷、正己烷/二氯甲烷和三氯甲烷/无水乙醇为冲洗剂，分别得到饱和烃、芳烃和非烃。用GC-MS对饱和烃进行分析，GC-MS分析条件为：Agilent 6890N/5995MSD气相色谱-质谱联用仪。色谱柱为HP5-MS石英弹性毛细柱(30 m×0.25 mm×0.25 μm)。升温程序：初始温度为50 ℃，恒温2 min后，从50 ℃至100 ℃的升温速率为20 ℃/min，再以3 ℃/min的速率升温至310 ℃，维持恒温15 min。以脉冲不分流方式进样，进样器温度300 ℃，载气为氦气，流速为1 mL/min，电离能量为70 eV，检测方式为全扫描(SCAN)/多离子检测(SIN)。

表1 钻孔采样信息

表2 QH-1、QH-2和QH-3井烃源岩有机地球化学测试结果

Table 2 Organic geochemical results of samples from drilling holes of QH-1,QH-2 and QH-3

井号层位深度/m岩性产油潜率氢指数最高峰温降解率有机碳Pg/(mg/g)HI/(mg/g)Tmax/℃D/%TOC/%QH⁃2QH⁃2木里组630泥岩758259004470023922291030泥岩105640045200597086QH⁃3江仓组1053泥岩05912717444001415035QH⁃2QH⁃2QH⁃2木里组1177泥岩02602840521002660811190泥岩0573500451003910641404泥岩24912000443001082201QH⁃3QH⁃3QH⁃2QH⁃2QH⁃3QH⁃3QH⁃2QH⁃2QH⁃2QH⁃2QH⁃2QH⁃2QH⁃2QH⁃2QH⁃2QH⁃3QH⁃3QH⁃3QH⁃2QH⁃3QH⁃2QH⁃2QH⁃2QH⁃2QH⁃2QH⁃2QH⁃2QH⁃2QH⁃2QH⁃2QH⁃2QH⁃1QH⁃2QH⁃2QH⁃2QH⁃2QH⁃2QH⁃2江仓组1450泥岩081176994590019830341480碳质泥岩1598184420010912101506泥岩2407500446006892451512碳质泥岩4595088467004488511567泥岩107236424440028370311593泥岩07188004440011790501626泥岩1948700444007822411780煤28412640044600239631001840碳质泥岩85647534690042816601856煤94604800044500410948601940泥岩0965400447005691411996碳质泥岩1721256004450024177362125泥岩282171004430017341582360泥岩577193004440018283032520泥岩102102004430010200982550碳质泥岩276169724480016131422600泥岩508409484400036351162690泥岩1092226114480021134292737泥岩1129300447009681152810泥岩697144844420012974462840泥岩258139004430013301862960泥岩4773530044000314219630571泥岩1428284452008801343060泥岩659362004350035522093160泥岩793367004390035772713250泥岩931254634450024693133260泥岩2540765004340064873363418泥岩5715913004410076755703450泥岩5060833004420070353923655泥岩4188817004360069114693690泥岩5010831004430070363193717煤76471232444100112556403940泥岩1482429004380037962954400泥岩388192004440018301224930泥岩351160004380014491844983泥岩455212004430020092225340泥岩2318700452009042355968泥岩104940045400959087

表3 QH-1、QH-2、QH-3井烃源岩有机岩石学测试结果

Table 3 Results of organic petrology of samples from drilling holes of QH-1,QH-2 and QH-3

井号深度/m岩性Ro/%腐泥组/%壳质组/%镜质组/%惰质组/%QH⁃314807碳质泥岩07123812386667714QH⁃215117碳质泥岩07742865194545649QH⁃328104泥岩 071666714491449435QH⁃230571泥岩 0799333400267000QH⁃137170煤 0702726688713347

表4 样品烃源岩部分生物标志物参数

Table 4 Biomarker data of Jurassic source rocks of samples from drilling holes of QH-1,QH-2 and QH-3

井号层位岩性12345678QH⁃1J煤 07027098888720287085004059QH⁃2J泥岩104048224286329704166010058QH⁃2J碳质泥岩077146343232329734704012058QH⁃2J煤 102243266157434404986015058QH⁃2J泥岩074222342826903882030054QH⁃2J泥岩103074171311931993683049055QH⁃2J泥岩098080316300727474246010058QH⁃2J泥岩078043310358927323680015058QH⁃2J泥岩085047090350530633432023060QH⁃3J碳质泥岩071104299298927604252025057QH⁃3J泥岩071112452341925614020008058

注：1.Ro；2. Pr/Ph；3. C24TeT/C26TT； 4. C27甾烷，%；5.C28甾烷，%；6. C29甾烷，%；7.G/C30H；8. C31H-22S/(22S+22R) 。

4 烃源岩地球化学特征

4.1 有机质丰度

目前，有机质丰度评价指标主要有TOC、氯仿沥青“A”、总烃“HC”、生烃潜量“Pg”等。煤系烃源岩的评价标准不能简单套用一般湖相泥岩的评价标准,应把热解生烃潜量作为基本评价依据。煤系泥岩、煤系碳质泥岩、煤的不同评价标准见表5、表6、表7[17]。

下面分别讨论本次采集到的煤、碳质泥岩和泥岩样品。据表2、表4—表6分析上述3口井的煤系泥岩的S1+S2与TOC的关系 (图4)，研究区泥岩为好烃源岩。碳质泥岩的TOC值为1.42%～16.6%，均值为8.9%；HI值为8.18～256 mg/g，平均值为106.5 mg/g，为差烃源岩。由表2可见，3块煤样的“S1+S2”值都小于100 mg/g，然而HI值分别为132.2 mg/g、264 mg/g和480 mg/g，平均值为289 mg/g，综合分析认为，煤为中等烃源岩。

表5 煤系泥岩烃源岩相关评价标准

Table 5 Evaluation criteria for hydrocarbon-generating potential of coal-bearing mudstone

烃源岩类型级别TOC/%(S1+S2)/(mg/g)氯仿沥青“A”/‰总烃/‰煤系泥岩非 <075<050<015<005差 075～15005～20015～030005～012中 15～3020～6003～06012～030好 30～6060～20006～1203～07极好>60>200>12>07

表6 煤系碳质泥岩烃源岩相关评价标准

Table 6 Evaluation criteria for hydrocarbon-generating potential of coal-bearing carbonaceous mudstone

烃源岩类型级别TOC/%(S1+S2)/(mg/g)HI/(mg/g)煤系碳质泥岩非 6～10<10<60差 6～1010～3560～200中 10～1835～70200～400好 18～3570～120400～700极好35～40>120>700

表7 煤岩的烃源岩相关评价标准

Table 7 Evaluation criteria for hydrocarbon-generating potential of coals

烃源岩类型 级别氯仿沥青“A”/‰总烃/‰(S1+S2)/(mg/g)HI/(mg/g)煤非<75<15<100<150差75～20015～60100～200150～275中200～55060～250200～300275～400好>550>250>300>400

图4 煤系泥岩S1+S2与TOC关系图 Fig.4 Scatter diagram of S1+S2 and TOC from coal-bearing mudstones

由于本次取样以泥岩为主，煤和碳质泥岩只占极小的一部分，由上文的分析结果可知，泥岩主要为好烃源岩，碳质泥岩为差烃源岩，煤为中等烃源岩。因此，研究区烃源岩大体上为中等-好烃源岩，具有较好的生烃潜力。通过分析其“深度-TOC”的关系图，可以看出在深度180 m、270 m及350 m左右，有机质丰度出现峰值(图5)，与含水合物层段(图中灰色区块)的深度相符。

图5 3口钻井样品的TOC与深度关系(灰色区为水合物区)Fig.5 Scatter diagram showing relationship between TOC and depth of samples from three wells

4.2 有机质类型

岩石有机显微组分反映了沉积水体的有机质输入特征及保存条件,烃源岩全岩有机显微组分的组成特征及含量反映有机质的类型和生烃潜力(尤其是富氢显微组分)[18]。研究区侏罗系不同深度烃源岩的显微组分的定量分析结果表明，显微组分镜质组占优(表2，图6)。另外，还可用干酪根的显微组分定量描述干酪根的类型特点，即干酪根类型指数TI：Ⅰ型干酪根，TI≥80；Ⅱ1型干酪根，40≤TI<80；Ⅱ2型干酪根，0≤TI<40；Ⅲ型干酪根，TI<0。通过计算得到TI的值分别为-32.40、4.87、58.70、93.33和-62.75。结果显示泥岩有机组分为Ⅰ-Ⅱ1型有机质，碳质泥岩为Ⅱ2-Ⅲ型有机质，煤为Ⅲ型有机质。

图6 研究区侏罗系烃源岩样品镜下显微组分三角图Fig.6 Triangular chart of microscopical organic fractions of samples from Jurassic source rocks

由于显微组分镜下鉴定的样品数过少，虽然典型但不足以说明整体的情况，因此，利用有机地球化学的“HI与Tmax”及“D与Tmax”的关系(图7)进一步分析研究区烃源岩的有机质类型。结果表明，泥岩有机质类型以Ⅱ1型与Ⅰ型为主；煤为Ⅱ2型和Ⅲ型；碳质泥岩为Ⅱ型和Ⅲ型有机质。因此，综合上述分析结果可知，有机质是以陆生高等植物的输入为主的混合型来源。研究区的烃源岩主要为Ⅱ-Ⅲ型有机质，具有良好的生烃潜力。

4.3 有机质成熟度

有机质成熟度是表示有机质向油气转化的热演化程度，能反映有机质成熟度指标的参数很多。其中，镜质体反射率(Ro)是目前研究干酪根热演化和成熟度的最佳参数[19]。如表2显示，样品的烃源岩Ro值为0.70%～0.79%之间；岩石热解峰温Tmax值介于434～521 ℃之间，均值为447.07 ℃。根据刘宝泉等人的判别标准[20]，Tmax-深度关系图表明(图8)，研究区侏罗系烃源岩均已进入成熟阶段，总体处于主生油期，伴有部分生气，能否提供形成充足天然气水合物的气源应综合考虑烃源岩厚度及平面展布。

图7 研究区烃源岩Tmax与HI及Tmax与D的相关关系Fig.7 Scatter diagrams of Tmax vs. HI and Tmax vs. D

图8 样品深度与Tmax的关系图Fig.8 Diagram showing relationship between depth and Tmax of samples from three wells

5 可溶烃地球化学特征

研究区侏罗系烃源岩正构烷烃碳数范围大多数为nC12—nC38。其中泥岩正构烷烃多为前单峰型，主峰碳为nC18—nC19，其中部分泥岩正构烷烃主峰碳为nC21；QH-2井、QH-3井两个碳质泥岩中正构烷烃均为前峰型，主峰碳分别为nC18、nC17，碳质泥岩与泥岩正构烷烃峰型特征相似； QH-2井煤样为前单峰型(图9)。井下烃源岩类异戊二烯烷烃系列中泥岩和碳质泥岩的植烷相对优势以及煤样中姥鲛烷的绝对优势，Pr/Ph值0.43～2.70，均值为1.1。泥岩的沉积环境为弱氧化-弱还原，煤则在偏氧化环境中沉积[21-22]。

由表7和图10可见，侏罗系泥岩中以C19—C20三环萜烷为主峰，C24Te/C26TT处于0.90～4.52之间；碳质泥岩以C19—C20三环萜烷为主峰，且C24四环萜烷对C26三环萜烷为绝对优势，C24Te/C26TT介于3.00～3.43间；煤以C19TT为主峰，C24Te/C26TT为2.66～9.88，说明侏罗系烃源岩以陆源生物为主要来源[23-25]。此外，井下泥岩与碳质泥岩中的规则甾烷C27、C28、C29均呈“V”字形或不对称“V”字形分布，即C29>C28但C28C28>C27的特征，C29甾烷含量均在50%以上。这种现象与C27-C28-C29αααR甾烷三角图(图11)都反映陆源生物与水生生物对烃源岩都有贡献，且以陆生植物为主[26-27]。样品的升藿烷呈现递减的趋势， C34、C35升藿烷含量低，指示环境有游离氧的存在；井下烃源岩伽马蜡烷指数G/C30H值均较低，处于0.08～0.30之间，大部分在0.2以下，表明沉积水体的盐度较低，为淡水-微咸水沉积[28-29]。

图9 典型烃源岩总离子流图Fig.9 Flow chart of total ion of typical hydrocarbon source rocks

图10 井下典型烃源岩生物标志化合物分布图Fig.10 Biomarker distribution of typical source rocks

从图7可以看出，不论是降解率D还是氢指数HI都显示煤的有机质类型较好。这说明研究区侏罗纪地层的煤可能形成于低位沼泽环境。低位沼泽就是在原始沉积体系的偏低部位形成的沼泽相沉积[30]。在岩性上表现为泥岩、碳质泥岩与煤层的互层，这与研究区侏罗系的岩性相似。因为沉积环境宜于富生烃母质的堆积和保存，分布于偏高部位的富生烃组分易被雨水和河水带到低位区堆积，增大了低位沼泽环境生油组分的丰度，进而导致煤的有机质类型偏好。总体看来，研究区为偏氧化环境的山间低位沼泽相沉积，有机质来源丰富，陆生高等植物是主力供给者。

图11 研究区样品C27甾烷-C28甾烷-C29甾烷三角图Fig.11 Triangular chart for C27 sterane, C28 sterane and C29 sterane

6 结 论

(1)祁连山冻土区木里煤田侏罗纪地层烃源岩中泥岩的Ro值为0.71%～0.79%，碳质泥岩的Ro值为0.71%～0.76%，煤的Ro值为0.7%。Tmax值介于434～521 ℃之间，均值为447.07 ℃。总体上，侏罗系烃源岩处于成熟阶段。

(2)通过对TOC 、S1+S2、 HI等指标及其相关图件的综合分析认为，研究区侏罗系烃源岩有机质丰度总体较高，为中等-好烃源岩。

(3)研究区侏罗纪地层的有机质丰度在200 m、300 m和350 m左右出现峰值，与含天然气水合物层段相邻，但综合有机质成熟度分析显示侏罗系烃源岩正处于主生油期，伴有少量生气。因此，主要的气源应该来自更深部的高成熟烃源岩。

(4)Tmax-HI和Tmax-D的相关关系图以及有机显微组分三角图、TI值都表明，研究区烃源岩有机质类型为Ⅱ型和Ⅲ型，说明有机质来源以陆相高等植物输入为主。

(5)正构烷烃以及甾烷、萜烷等生物标志化合物分析结果表明，研究区侏罗系烃源岩是在偏氧化的山间低位沼泽相沉积的。

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Geochemical Characteristics of Jurassic Source Rocks in the Muli Coal Field, Qilian Mountain Permafrost

CHENG Qingsong1，2, GONG Jianming2, ZHANG Min1, ZHAO Qingfang2，WANG Weichao3, CHENG Wenjie4， TIAN Ruicong2，CHEN Zhiqiang2

(1.School of Earth Environment and Water Resources, Yangtze University, Wuhan, Hubei 430100, China；2.QingdaoInstituteofMarineGeology,Qingdao,Shandong266071,China；3.QinghaiNo.105CoalGeologicalExplorationTeam,Xining，Qinghai810007,China；4.GuangxiNo.7GeologicalExplorationTeam，Liuzhou，Guangxi545100，China)

In order to find out the gas source of gas hydrates in Muli coal field of Qilian Mountain permafrost, forty-four Jurassic samples were collected from drilling holes of QH-1,QH-2 and QH-3 for geochemical analysis. On the basis of GC-MS experiment and microscopical maceral identification of organic matters, the results show that the ranges of TOC andRoof samples are 1.4%-16.6% and 0.71%～0.79%, respectively; mudstones’ TI is greater than 40, and coals’ TI is less than 0;the peak of normal alkanes appears in the first and the main peak of carbon distribution is C17-C19,while Pr/ Ph is generally greater than 1.1; tricyclic terpenes has the main peak with C19TT-C20TT, and C24Te has absolute advantage to C26TT; the distribution of C27-C28-C29sterane series shows as a reverse “L”; C31homohopane is an important component in hopane series and the content of C34-C35homohopane is low, and G/C30H is low and mostly less than 0.2. The results reveal that the Jurassic source rocks stay in a mature stage;organic matters mainly belong to Ⅱ2-Ⅲ type, which are mainly from higher plants;the sedimentary environment belongs to swamp facies; the organic matter abundance is relatively high, indicating to be medium-good source rocks.It can be drawn a conclusion that Jurassic source rocks in the study area are keeping in an oil-generating stage and not the main gas source rocks.

source rock；maturity；abundance of organic matter；organic matter type；biomarker

2015-11-16；改回日期：2016-10-10；责任编辑：潘令枝。

国家自然科学基金项目(41273066)。

程青松，男，硕士研究生，1990年出生，地球化学专业，主要从事油气地球化学研究。

Email：1092980292@qq.com。

龚建明，男，研究员，1964年出生，石油地质专业，主要从事地球化学和天然气水合物等研究。

Email：gongjianm@aliyun.com。

P618.1；TE132.2

A

1000-8527(2016)06-1408-09